РД 153-39.4-056-00 стр.9 9.ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И УСТРОЙСТВА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА…

 

8.18 Заключение о необходимости усиления (ремонта) средств ЭХЗ до полной замены (ремонта) изоляции трубопровода на основании электрометрических измерений, визуального осмотра состояния трубопровода и изоляции в наиболее опасных местах выдается службой ЭХЗ (при необходимости привлекаются представители научно-исследовательских организаций).

8.19 После укладки и засыпки законченных строительством или ремонтом участков трубопровода МН служба ЭХЗ должна провести определение сплошности изоляционного покрытия.

При обнаружении искателями повреждения дефектов в покрытии – участки с дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремонтирована.

8.20 Для контроля за состоянием защитного покрытия и работой средств ЭХЗ каждый магистральный трубопровод должен быть оснащен контрольно-измерительными пунктами:

— на каждом километре нефтепровода;

— не реже 500 м при прохождении нефтепровода в зоне действия блуждающих токов или наличия грунтов с высокой коррозионной активностью;

— на расстоянии 3-х диаметров трубопровода от точек дренажа установок ЭХЗ и от электрических перемычек;

— у водных и транспортных переходов с обеих сторон границы перехода;

— у задвижек;

— у пересечений с другими металлическими подземными сооружениями;

— в зоне культурных и орошаемых земель (арыки, каналы, искусственные образования).

При многониточной системе трубопроводов КИП должны установить на каждом трубопроводе на одном поперечнике.

8.21 На вновь построенных и реконструируемых МН должны быть установлены электроды для контроля за уровнем поляризационного потенциала и для определения скорости коррозии без защиты.

8.22 Комплексное обследование МН с целью определения состояния противокоррозионной защиты должно проводиться на участках высокой коррозионной опасности не реже одного раза в 5 лет, а на остальных участках – не реже одного раза в 10 лет в соответствии с нормативными документами.

8.23 При комплексном обследовании противокоррозионной защиты трубопроводов должно быть определено состояние изоляционного покрытия (сопротивление изоляции, места нарушения ее сплошности, изменение ее физико-механических свойств за время эксплуатации), степень электрохимической защиты (наличие защитного потенциала на всей поверхности трубопровода) и коррозионное состояние (по результатам электрометрии, шурфовки).

8.24 По всем МН на коррозионно-опасных участках трубопроводов и на участках, имеющих минимальные значения защитных потенциалов дополнительные измерения защитных потенциалов должны проводиться с помощью выносного электрода сравнения, в том числе с использованием метода отключения, непрерывно или с шагом не более 10 м не менее одного раза в 3 года, в период максимального увлажнения грунта, а также дополнительно в случаях изменения режимов работы установок катодной защиты и при изменениях, связанных с развитием системы электрохимической защиты, источников блуждающих токов и сети подземных трубопроводов с целью оценки степени катодной защищенности и состояния изоляции трубопровода.

8.25 Противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при ОАО МН или силами специализированных организаций, имеющих лицензии Госгортехнадзора на проведение данных работ.

8.26 Все обнаруженные при обследовании повреждения защитного покрытия должны быть точно привязаны к трассе нефтепровода, учтены в эксплуатационной документации и устранены в запланированные сроки.

8.27 Электрохимическая защита кожухов трубопроводов под авто- и железными дорогами выполняется самостоятельными защитными установками (протекторами). В процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом и трубопроводом. При наличии электрического контакта его необходимо устранить.

8.28 Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту средств ЭХЗ определяется нормативно-технической документацией, составляющей документальную основу технического обслуживания и ремонта установок ЭХЗ.

Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по эксплуатационной документации.

Работы по капитальному ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по ремонтной и технической документации.

8.29 Техническое обслуживание средств ЭХЗ в эксплуатационных условиях должно заключаться:

— в периодическом техническом осмотре всех доступных для внешнего наблюдения конструктивных элементов средств ЭХЗ;

— в снятии показаний приборов и регулировке потенциалов;

— в своевременном регулировании и устранении мелких неисправностей.

8.30 Капитальный ремонт — ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности средств ЭХЗ до следующего планового ремонта и состоящий в устранении неисправности и полном или близким к полному восстановлению технического ресурса средств ЭХЗ в целом, с заменой или восстановлением любых его составных частей их наладкой и регулировкой. В объем капитального ремонта должны входить работы, предусмотренные текущим ремонтом.

8.31 Сетевые катодные станции и дренажные установки должны капитально ремонтироваться в стационарных условиях, а на трассе должны производить замену вышедших из строя установок. Для этого в ОАО МН должен быть обменный фонд установок.

8.32 Анодные и защитные заземления, протекторные и дренажные установки, а также ЛЭП должны ремонтироваться бригадами ЭХЗ в трассовых условиях.

8.33 Результаты всех планово-предупредительных ремонтов должны заноситься в соответствующие журналы и паспорта установок ЭХЗ.

8.34 Нормы планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ приведены в приложении Ж.

8.35 Резервный фонд основных устройств служб ЭХЗ ОАО МН, выполняющих плановые мероприятия технической эксплуатации (в том числе капитальный ремонт) устройств ЭХЗ должен быть следующим:

— станции катодной защиты — 10 % от общего количества СКЗ на обслуживаемом участке, но не менее пяти;

— протекторы различных типов для протекторных установок — 10 % от общего количества протекторов, имеющихся на трассе, но не менее 50;

— электродренажные установки различных типов — 20 % от общего количества дренажных установок на обслуживаемом участке, но не менее двух;

— электроды различных типов для анодного заземления станций катодной защиты — 10 % от общего количества электродов анодных заземлений, имеющихся на участке, но не менее 50;

— блоки совместной защиты — 10 % от общего количества блоков, имеющихся на участке, но не менее пяти.

8.36 В состав технической документации службы ЭХЗ должны входить:

— проект ЭХЗ по магистральному нефтепроводу;

— протоколы измерений и испытаний изоляции;

— план работы службы ЭХЗ;

— графики ППР и ТО;

— журнал эксплуатации средств ЭХЗ;

— журнал учета отказов ЭХЗ;

— журнал распоряжений;

— полевые журналы эксплуатации СКЗ и СДЗ;

— годовые графики измерений потенциалов по трубопроводам;

— дефектные ведомости на оборудование ЭХЗ;

— исполнительные чертежи на анодные заземления и схемы их обвязки;

— заводские инструкции на средства ЭХЗ;

— Положение о службе ЭХЗ;

— должностные и производственные инструкции;

— инструкции по ТБ.

Документация по контролю состояния ЭХЗ и защитного покрытия подлежит хранению в течении всего периода эксплуатации МН.

 


9. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И УСТРОЙСТВА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

 

9.1 К техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти, относятся:

— автоматизированные системы измерений количества и качества нефти (АСИКН);

— резервуарные емкости;

— средства измерений и вспомогательное оборудование для определения высоты взлива нефти в резервуарной емкости, железнодорожных и автомобильных цистернах, танках судов (измерительные рулетки с лотом, метрштоки, ручные пробоотборники и др.);

— анализаторы качества нефти (на потоке и в химлабораториях);

— реактивы для определения показателей качества нефти;

— эталонное, поверочное и испытательное оборудование;

— нефтепроводы (включая магистральные и технологические, ответвления от них, лупинги и нитки переходов через естественные и искусственные преграды);

— стационарные уровнемеры для дистанционного контроля взливов нефти в резервуарной емкости.

9.2 Технические средства и устройства, обеспечивающие определение количества и показателей качества нефти, должны находиться в исправном состоянии и быть укомплектованы оборудованием в соответствии с утвержденными нормативами.

АСИКН, анализаторы качества нефти, измерительные рулетки с лотом, метрштоки, эталонное и поверочное оборудование должны иметь непросроченные свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

Испытательное оборудование должно быть аттестовано в установленном порядке.

Соответствующая документация должна находиться в пунктах приема-сдачи нефти, либо в ОАО МН, их филиалах и подразделениях.

Резервуарные емкости должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные органами государственной метрологической службы.

Нефтепроводы и резервуарная емкость должны подвергаться периодической зачистке и гидравлическим испытаниям в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

Технологическая обвязка и запорная арматура нефтепроводов, резервуаров и АСИКН не должны допускать неконтролируемых перепусков и утечек нефти.

9.3 Аналитические лаборатории должны быть аккредитованы в установленном Госстандартом России порядке, персонал лабораторий должен быть аттестован.

9.4 На каждом пункте приема-сдачи нефти должна быть инструкция по эксплуатации АСИКН, утвержденная в установленном порядке и согласованная с органом Государственной метрологической службы и с принимающей или сдающей стороной.

9.5 Определение количества и показателей качества нефти должно производиться по аттестованным в установленном порядке методикам выполнения измерений.

 

Порядок приема и сдачи нефти

 

9.6 Нефть, принимаемая к транспортированию, должна соответствовать ГОСТ 9965, ТУ 39-1623-93.

9.7 Прием нефти к транспортировке ОАО МН осуществляется при наличии заявки производителя (грузоотправителя) с распределением всего объема по грузополучателям.

9.8 Сдача нефти грузополучателям ОАО МН осуществляется в следующем порядке:

— при транспортировке нефти на нефтеперерабатывающие предприятия, входящие в соответствующую Компанию, — ежедекадно из расчета 1/3 месячного объема, предусмотренного в заявке;

— при транспортировке нефти на нефтеперерабатывающие предприятия, не входящие в соответствующую Компанию, и за пределы таможенной территории РФ — в соответствии с маршрутными поручениями, оформленными производителем (грузоотправителем) на ближайшие 10 дней.

 

10. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВА

 

10.1 Организация метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти

 

10.1.1 Метрологическое обеспечение производства должно устанавливать научные и организационные основы, технические средства, правила и нормы, необходимые для достижения единства и требуемой точности измерений.

Основными целями метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти являются:

— обеспечение достоверности учета нефти;

— повышение эффективности управления производством;

— повышение уровня автоматизации производственных процессов;

— повышение эффективности мероприятия по охране окружающей среды.

10.1.2 Деятельность метрологической службы Компании определяется Законом РФ Об обеспечении единства измерений. Структура, функции и права метрологической службы приведены в Положении о метрологической службе.

10.1.3 К основным задачам метрологической службы Компании относятся:

— обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение уровня и развитие измерительной техники в ОАО МН;

— организация работ по метрологическому обеспечению трубопроводного транспорта нефти;

— внедрение в ОАО МН нормативных документов Государственной системы обеспечения единства измерений;

— внедрение современных методов и средств измерений, автоматизированных систем измерений количества и качества нефти, эталонов, применяемых для поверки и калибровки средств измерений;

— осуществление метрологического контроля путем поверки и калибровки средств измерений, проверки своевременности представления средств измерений на испытания для целей утверждения типа, а также на поверку;

— метрологический надзор за состоянием и применением средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений, применяемыми эталонами единиц величин, соблюдением метрологических норм, правил и нормативных документов по обеспечению единства измерений;

— организация и проведение метрологической экспертизы нормативных документов, разрабатываемых Компанией и ОАО МН;

— подготовка заявок, предложений (контрактов) на закупку отечественных и импортных средств и систем измерений, а также технологического оборудования, в состав которого входят средства измерений;

— подготовка предложений в план НИОКР Компании по разработке средств и систем измерений количества и качества нефти, разработке нормативной документации в области метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти;

— организация работ по повышению эффективности метрологического обеспечения мероприятий по охране труда и охране окружающей среды;

— осуществление взаимодействия с метрологическими службами в системе Минэнерго России, главными научными метрологическими центрами Госстандарта России, органами Государственной метрологической службы по вопросам обеспечения единства измерений, участие в работах по международному сотрудничеству.

 

10.2 Испытания для целей утверждения типа, поверка, калибровка средств измерений

 

10.2.1 В соответствии с действующей нормативной документацией все средства измерений, применяемые при трубопроводном транспорте нефти, должны иметь сертификаты утверждения типа и должны быть занесены в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации.

10.2.2 Средства измерений, применяемые в сферах государственного метрологического контроля и надзора, подлежат поверке, остальные — калибровке.

Перечень применяемых на объектах Компании средств измерений, подлежащих поверке, утверждается Госстандартом России.

Поверка осуществляется представителями органов Государственной метрологической службы или юридическими лицами, аккредитованными на право проведения поверки метрологических служб, в соответствии с установленными нормами и правилами и в строгом соответствии со стандартизованными методиками поверки.

Периодичность поверки устанавливается Госстандартом России и указывается в описаниях типа зарегистрированных в Государственном реестре средств измерений.

Калибровку средств измерений в установленном порядке проводят метрологические службы ОАО МН, аккредитованные Госстандартом России на право калибровки.

10.2.3 Все измерения в области метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти должны производиться в соответствии с аттестованными методиками выполнения измерений.

Нормы точности измерений должны соответствовать нормам, установленным в действующей нормативной документации.

 

11. ЕДИНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ТРАНСПОРТА НЕФТИ

 

11.1 Общие положения

 

11.1.1 ЕАСУ представляет совокупность программно-аппаратных средств, обеспечивающих организацию безопасной транспортировки нефти по системе магистральных нефтепроводов, плановое распределение грузопотоков, а также ведение финансово-хозяйственной деятельности Компании.

11.1.2 Система ЕАСУ имеет в своем составе следующие основные функциональные подсистемы:

— контроля исполнения договоров на оказание транспортных услуг по поставкам нефти (АСКИД);

— диспетчерского контроля и управления транспортом нефти по магистральным нефтепроводам (СДКУ);

— управления техническим обслуживанием и ремонтом объектов и сооружений магистральных нефтепроводов (СКУТОР).

11.1.3 Автоматизированная система контроля исполнения договоров на оказание транспортных услуг по поставкам нефти должна выполнять следующие функциональные задачи:

— учет формирования договоров на оказание транспортных услуг;

— ведение справочника маршрутов транспорта нефти, транспортных потерь и тарифов на транспортные услуги;

— контроль объемов перекачки нефти;

— формирование балансов транспорта нефти;

— сбор и обработку данных по банку качества нефти;

— контроль прохождения платежей через единый расчетный центр.

11.1.4 Автоматизированная система диспетчерского контроля и управления транспортом нефти по магистральным нефтепроводам должна выполнять следующие функциональные задачи:

— отображение технологической информации;

— сбор, регистрацию и формирование событий и аварий, в т.ч. пожароопасных ситуаций и пожаров;

— контроль утечек на нефтепроводе;

— передача команд управления на средства автоматики и телемеханики;

— оперативный учет нефти;

— оперативный расчет режимов работы нефтепроводов;

— учетно-расчетные операции и ведение отчетов;

— оперативно-справочные задачи.

11.1.5 Автоматизированная система управления техническим обслуживанием и ремонтом объектов и сооружений магистральных нефтепроводов решает следующие функциональные задачи:

— обнаружение и классификация дефектов и прогноз их развития, прогноз показателей надежности, безопасности и безаварийности;

— создание баз данных для определения фактического состояния, остаточного ресурса и планирования текущего, среднего и капитального ремонта: линейной части; средств ЭХЗ и изоляционных покрытий; резервуаров, насосно-силового и электротехнического оборудования НПС;

— расчет безопасных технологических режимов перекачки и пропускной способности нефтепроводов;

— анализ и прогноз аварийных ситуаций, в .т.ч. пожароопасных ситуаций и пожаров;

— планирование, контроль и учет диагностических и инспекционных обследований;

— планирование развития и реконструкции.

11.1.6 На уровне филиалов ОАО МН обеспечивается ведение баз данных системы, оформление отчетных документов и хранение их в электронном виде.

На уровне ОАО МН должны осуществляться обработка и систематизация данных уровня филиалов (нижнего уровня) для формирования отчетных документов ОАО МН и обеспечиваться доступ к данным системы нижнего уровня.

На уровне Компании должна осуществляться обработка и систематизация данных уровня ОАО МН для формирования банка данных.

11.1.7 Локальные вычислительные сети включают серверное и коммутационное оборудование, средства связи, системы энергоснабжения (в т.ч. источники бесперебойного питания), устройства копирования, программные средства и персональные ЭВМ (ПЭВМ), установленные на каждом уровне управления.

11.1.8 Каналы связи вычислительной сети должны обеспечивать передачу информации со скоростью:

— между ОАО МН и филиалами — не менее 64 Кбит/с;

— между Компанией и ОАО МН — не менее 128 Кбит/с.

 

11.2 Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов

 

11.2.1 Средства автоматизации НПС должны обеспечивать:

— централизованный контроль и управление технологическим процессом (в нормальном и аварийном режимах) из операторной, МДП или РДП;

— автоматическую защиту и управление насосной, вспомогательными системами, пожаротушением.

11.2.2 Все насосные станции должны быть оснащены общестанционными и агрегатными защитами.

11.2.3 Агрегатные защиты должны отключать насосный агрегат по параметрам:

— минимальное давление масла;

— максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;

— повышенная утечка нефти через уплотнения;

— минимальное избыточное давление в корпусе электродвигателя;

— максимальная вибрация;

— максимальная нагрузка на электродвигатель;

— при выходе из строя цепей управления и защит электродвигателя.

11.2.4 Общестанционные защиты должны останавливать НПС по параметрам:

— минимальное давление на приеме НПС или насосных агрегатов;

— максимальное давление в коллекторе НПС (до регулятора давления);

— максимальное давление на выходе НПС (после регулятора давления);

— максимальный перепад на регуляторе давления;

— минимальное давление в системе маслоснабжения;

— при затоплении;

— при достижении аварийного уровня нефти в резервуаре-сборнике утечек;

— при пожаре;

— при превышении допустимого уровня загазованности.

11.2.5 Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП.

11.2.6 Защиты по пожару, аварийной загазованности, затоплению наряду с отключением магистральных агрегатов должны закрывать задвижки подключения НПС к магистрали. В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции. Согласно СНиП 2.04.05 при срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.

11.2.7 При срабатывании защит по минимальному давлению на приеме и максимальному давлению на выходе НПС и в коллекторе должен отключаться первый из работающих агрегатов по потоку нефти.

11.2.8 Параметры технологического режима работы НПС должны регистрироваться в соответствующих картах и журналах. Корректировка режимов и уставок технологических защит проводится при изменении условий эксплуатации, замене или модернизации оборудования.

11.2.9 Комплексная проверка технологических защит НПС должна проводиться ежеквартально с оформлением соответствующих протоколов.

11.2.10 Утвержденные карты уставок технологических защит НПС должны находиться у оперативного персонала и диспетчера ОАО МН и его филиалов.

11.2.11 При отказе автоматики НПС должна отключаться дистанционно дежурным персоналом аварийной кнопкой “Стоп”, установленной в доступном и безопасном месте на расстоянии не ближе 6 м от здания насосной.

11.2.12 Средства телемеханизации предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН.

11.2.13 При отсутствии системы телемеханики или ее отказе все изменения технологического процесса перекачки нефти должны незамедлительно передаваться диспетчеру РДП или ТДП оператором МДП (НПС) средствами технологической связи.

11.2.14 При всех нарушениях в работе систем телемеханизации диспетчер РДП должен переводить средства автоматики на местное управление, ставить в известность службу, осуществляющую их ремонт.

11.2.15 Приемка средств автоматизации и телемеханизации в эксплуатацию осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в Главе 2 настоящих Правил.

11.2.16 Для эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации на всех уровнях управления создаются подразделения (службы), организационная структура и состав которых должны определяться нормативной документацией по созданию и развитию ЕАСУ.

11.2.17 Для обеспечения работоспособности средств автоматизации и телемеханизации в ОАО МН и его филиалах работники подразделений (служб) должны обеспечивать:

— технический надзор за эксплуатацией, выбором и применением измерительных приборов и вычислительной техники, находящихся в ведении подразделений ОАО МН и его филиалов;

— контроль правильности установки (монтажа) средств автоматизации, телемеханизации, вычислительной техники и контрольно-измерительных приборов;

— расследование причин отказов, повреждений и разработку мероприятий по повышению надежности средств автоматизации и телемеханизации;

— внедрение новых образцов;

— ведение технической документации.

11.2.18 Работники подразделений (служб), занимающиеся эксплуатацией средств автоматизации и телемеханизации, должны руководствоваться:

— Правилами эксплуатации электроустановок потребителем;

— Правилами устройства электроустановок;

— Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

— Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98);

— ПР 50.2.006-94. ГСИ. Порядок средств измерений. Организация и порядок проведения. ВНИИМС Госстандарта РФ, 1994.;

— ПР 50.2.016-94. ГСИ Требования к выполнению калибровочных работ;

— нормативной документацией по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов, по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП на магистральных нефтепроводах и настоящими Правилами.

11.2.19 Эксплуатация средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных приборов должна включать в себя техническое обслуживание, ремонт средств и ведение технической документации.

11.2.20 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных приборов включает периодический контроль исправности средств и устранение выявленных неисправностей, регулярные технические осмотры и проверки технических средств и документальное оформление выполненных работ.

11.2.21 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных приборов должно проводиться в соответствии с:

— техническим описанием;

— инструкцией по эксплуатации;

— инструкцией по техническому обслуживанию;

— паспортом;

— нормативной документацией.

11.2.22 Оснащенность сервисными приборами, инструментами, оснасткой должна быть достаточной для проведения технического обслуживания и ремонта средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных приборов.

11.2.23 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных приборов должно проводиться согласно графику.

11.2.24 При эксплуатации взрывозащищенной аппаратуры автоматики и КИП должны выполняться требования, предусмотренные ГОСТ 22782.0, Правилами устройства электроустановок, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.

Аппаратура должна подвергаться наружному осмотру не реже одного раза в квартал.

Запрещается эксплуатация аппаратуры, не имеющей маркировки по взрывозащите.

11.2.25 Ведение технической документации по эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации должно проводиться по единым образцам, предусмотренным нормативными документами.

11.2.26 Техническое обслуживание средств станционной и линейной телемеханики должно проводиться, как правило, выездными бригадами подразделений (служб), работники которых обязаны:

— контролировать и анализировать техническое состояние и работу средств по записям дежурных диспетчеров о повреждениях (неисправностях);

— принимать меры для выявления неисправностей и их устранения;

— ежеквартально проводить проверку работоспособности линейных телемеханизированных задвижек из РДП.

11.2.27 Разграничение функций между службой ЕАСУ и другими техническими службами устанавливается руководством ОАО МН.

 

11.3 Производственно-технологическая связь

 

11.3.1 Ведомственная производственно-технологическая сеть связи магистральных нефтепроводов состоит из линейных и станционных сооружений.

К линейным сооружениям относятся магистральные, зоновые и местные кабельные, воздушные, радиорелейные линии связи.

К станционным сооружениям относятся узлы связи, радиорелейные станции, наземные станции спутниковой связи с антенно-фидерными системами.

11.3.2 Линии производственно-технологической связи входят в состав линейных сооружений нефтепровода, служат для централизованного управления и являются технической базой для ЕАСУ.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *